MET EEN GOEDKOPERE KOPPELING AAN H2-NET WERKT HBr-FLOWBATTERIJ ELESTOR MET SMR-H2 ALS EEN AARDGASCENTRALE MET 63 % RENDEMENT !

 Een HBr-flowbatterij is goedkoop en heeft een redelijk hoog roundtriprendement van 70 %. Als je deze kan koppelen op een waterstofnet bespaar je de eigen dure waterstofgasopslag. Én tevens gaat de HBr batterij dan ook functioneren als een aparte electrolyser en een aparte brandstofcel met elk een zeer hoog rendement van 84 %. Als electrolyser levert de HBr-batterij (op zonnige zomerse middagen) waterstof. Maar in de brandstofcelfase moet de HBr-flowbatterij dan wel dezelfde hoeveelheid waterstof gaan afnemen wat dan dus van elders uit het waterstofnet geleverd moet worden. De HBr-batterij is dan overdag een efficiënte electrolyser en 's nachts met bijvoorbeeld met gastankers geïmporteerde waterstof met haar 84 % rendement dan ook ver uit de meest efficiënte toepassing. Maar ... ook zolang de waterstof geproduceerd moet worden uit aardgas middels reforming ligt, ondanks het reformverlies van 25 %, het rendement voor het dan gebruikte aardgas zeer hoog ! Met (0,75 x 0,84) x 100 % = 63 % is dat maar liefst 13 % hoger dan het 50 % rendement (bovenwaarde) van een (ook nog eens veel duurdere) STEG-centrale. Door het koppelen van een HBr-flowbatterij aan een waterstofnet heb je dus in één klap een zeer goedkope en een zeer efficiënte electrolyser én een zeer goedkope en efficiënte elektriciteitscentrale.

 

 De waterstofbromideflowbatterij (HBr) is gezien de lage bouwkosten en goedkope grondstoffen en het redelijke hoge rendement per kWh al goedkoop en nu helemaal nu Elestor samen met Vopak (bekend van de grote olieopslagtanks) een installatie bouwt waarvan de dure waterstofopslag wordt vervangen door een koppeling aan het (thans grijze smr-reforming) waterstofnet. Wanneer overdag in de zomer de batterij met overschot zonnestroom (en in de winter 's nachts met windstroom) oplaadt, voert de batterij waterstof in het waterstofnet welke op die momenten met aardgas geproduceerde waterstof voor bijvoorbeeld een kunstmestfabriek vervangt. Tijdens het ontladen 's avonds onttrekt de HBr-flowbatterij dezelfde hoeveelheid waterstof uit het waterstofnet dat de batterij overdag eerder op het net, richting de kunstmestfabriek, heeft geleverd. Waterstof dat dan 's avonds als het niet uit een opslag met elders groen geproduceerde waterstof komt dan dus weer wel fossiel opgewekt moet worden. Door terug af nemen van exact dezelfde hoeveelheid waterstof (de tijdens het laden gevormde Br2 moet tijdens het ontladen immers terug omgezet worden naar HBr) dan dat tijdens de elektrolyserfase op het waterstofnet is geleverd, wordt er geen gram extra waterstof ,en dus aardgas, verbruikt. Maar nu nog antwoord op de vraag of het rendement van de goedkopere HBr-flowbatterij met een koppeling op het waterstofnet lager of zelfs hoger wordt dan de 70 % met een eigen waterstofopslag?

Het waterstofleidingnet moet tijdens ontladen gevoed worden met waterstof uit ?

 Tijdens het ontladen van de batterij moet de overdag op het leidingnet geleverde waterstof dus weer uit dat leidingnet teruggeleverd worden. Maar met welke waterstof? Eén mogelijkheid valt direct af.

 De reactievergelijking in de flowbatterij tijdens de ontlading  is 

                                 Br2 + H2 --> 2 HBr  - 73 kJ / mol                  ((er komt energie vrij))

 De reactievergelijking van de H2 productie in het geval van een H2O - elektrolyser is:

                                H2O   à ½O2 + H2 + 285 kJ / mol.              ((het kost energie))

 Dat houdt dus in dat als tijdens het ontladen van de HBr-batterij waterstof geproduceerd moet worden middels elektrolyse uit water er voor elk H2-molucuul er voor de elektrolyse maar liefst 3,9 keer zoveel kJ c.q. kWh nodig is dan er het aantal kWh dat er in een HBr-batterij überhaupt geproduceerd kan worden. De omzettingsverliezen zelfs niet mee gerekend. Met andere woorden. Het is dus niet wenselijk om tijdens het ontladen van de HBr-batterij electrolyse groene waterstof te gebruiken dat, gelijktijdig, in het zelfde regionale elektriciteitsnet geproduceerd wordt en dus niet uit een opslag komt of bijvoorbeeld met een waterstofleiding wordt aangevoerd uit Noorwegen of Schotland.

 Indien er voor het ontladen van de aan een H2-net gekoppelde HBr-flowbatterij tijdens het ontladen waterstof terug geleverd wordt dat middels elektrolyse van water is geproduceerd komt er op dat moment dus 3,9 keer minder electriciteit uit dan er voor de elektrolyse van water is ingegaan (omzettingsverliezen zelfs niet meegerekend. Maar tijdens het laden (de elektrolyserfase) heeft de HBr-flowbatterij juist 3,9 keer minder elektriciteit nodig om uit de HBr waterstof te produceren dan dat een gewone elektrolyser de waterstof moet produceren uit H2O i.p.v. HBr.

 Naar mijn weten resteren er nog drie, bruikbare, mogelijkheden. 

1. Tijdens het ontladen wordt via het waterstofnet de eerder opgespaarde waterstof aangevoerd dat geproduceerd wordt uit aardgas (door middel van reforming).

 Reformwaterstof moet voor gebruik in de HBr-flowbatterij wel gezuiverd worden vanwege de gevoelige membranen. Overigens geldt de noodzaak van zuivering van reformwaterstof voor kunstmestproductie ook als de waterstof niet door een HBr-flowbatterij geleverd zou worden.

2. Uit een waterstofnet met een (hoge druk) groene waterstofopslag elders op het waterstofnet.

Het rendement ligt dan lager door het 10 % verlies door de hoge druk opslag. Ook werd voorgesteld het waterstofgas op te slaan in lege zoutcavernes als zeer goedkope opslag. Helaas raakt de waterstof in een zoutcaverne te vervuild voor de membranen van een HBr-batterij.

3. De waterstof wordt aangevoerd uit een gastanker met import groene waterstof.

 Uit een gastanker (met dus al opgeslagen waterstof) valt het verlies aan opslag van zelf geproduceerde waterstof dus weg en is het alleen maar vereist dat de gastanker op de zonnige c.q. windrijke momenten dat de HBr-batterij waterstof produceert iets langer aan de gasterminal ligt. 

Koplopers: De Arnhemse batterij die stroom én waterstof kan maken - Elestor

De waterstofbromide flowbatterij, een veelbelovende goedkope groene elektriciteitsopslag.

 Sinds 2014 werkt Elestor op een voormalig KEMA-terrein in Arnhem aan de waterstofbromideflowbatterij. De HBr-flowbatterij is een concurrent voor de lithium-ion, zo niet dé concurrent voor stationaire lithium-ion batterijen. Er zijn voor de HBr-batterij geen schaarse metalen zoals lithium, nikkel en kobalt nodig. Ook niet voor het membraan zoals platina en iridium in veel brandstofcellen en electrolysers. De HBr-batterij werkt met broom dat veel ruimer aanwezig is dan lithium en niet in vervuilende mijnen geproduceerd moet worden. Broom is zelfs een bijproduct van de keukenzoutwinning is en is derhalve ook veel goedkoper. Tijdens het opladen van de batterij splitst waterstofbromide tot het elementaire bromide Br2 en waterstofgas H2. Tijdens het ontladen reageert de gevormde bromide met dezelfde hoeveelheid waterstof terug tot waterstofbromide. Derhalve kan de HBr-flowbatterij niet oneindig apart als elektrolyser of als brandstofcel gebruikt worden. Nadeel van de HBr-flowbatterij zijn de hoge volumes die nodig zijn. Waarbij waterstofbromide een tamelijk agressief goedje is en de opslag van het waterstof (in een gesloten toepassing) nog de meeste ruimte in neemt.

 Vergeleken met waterstof als energieopslag scoort de HBr-flowbatterij veel beter dan de route elektrolyse - H2-opslag - gascentrale. De HBr-flowbatterij heeft een roundtriprendement van 70 %. Het roundtriprendement van de route elektrolyse - brandstofcel c.q. gascentrale bedraagt slechts 35 %. Immers 30 % verlies bij de elektrolyse en 50 % verlies in de brandstofcel c.q. gascentrale. In de HBr-flowbatterij gaat immers i.t.t. een brandstofcel en gascentrale geen condensatiewarmte verloren. Er wordt in de HBr-batterij immers geen waterdamp gevormd.

 Bromide en waterstofbromide lossen goed op in water en kunnen ook als tijdelijke neerslagen worden opgeslagen in een tank. Waterstofgas kan ook in een gasopslag worden opgeslagen. Zowel de broomoplossing en het waterstofgas kunnen dus in aparte tanks voor korte of langere tijd worden opgeslagen. Om tijdens het laden en ontladen langs het membraan te worden geleid. Op die momenten werkt de flowbatterij respectievelijk als een elektrolyser of als brandstofcel. Dit systeem is vanwege de separate tanks en membranen redelijk eenvoudig op te schalen voor zowel wat betreft de energieinhoud (de tanks) als het vermogen (de membranen).

Voorbeeld van een Vopak-opslagtank. In Vlissingen bouwen Elestor en Vopak een HBr-flowbatterij met dus een HBr/Br2 opslagtank waarbij de duurdere eigen waterstofgasopslag vervangen is door een koppeling aan het (hopelijk) grijze waterstofleiding net. Een Vopak-tank kan 250 MWh aan Br2 bevatten (als het kan reageren met waterstof). Dus 16 Vopaktanks zouden voor vier uur een aardgascentrale van 1000 MW h kunnen vervangen.

De marathonbatterij van Elestor kan gascentrales overbodig maken - Elestor 

Oplaadbare batterij: De reagentia die reageren en waarbij een elektrische stroom ontstaat of wordt opgeslagen zitten in een vast omhulsel. De opslagcapaciteit is dus niet opschaalbaar.

Flowbatterij: De reagentia die reageren en waarbij een elektrische stroom ontstaat of wordt opgeslagen worden opgeslagen in aparte tanks. De opslagcapaciteit is dus opschaalbaar.

Electrolyser: Middels een elektrische stroom wordt waterstof uit water geproduceerd ((als energiedrager)).

Brandstofcel: Door het leiden van waterstof en zuurstof langs een membraan ontstaat een elektrische stroom.

Basislast (base-load): Er wordt continu elektriciteit geproduceerd. Zoals bij een kerncentrale. Er is dus extra elektriciteit als er weinig wind en zon is. Maar de basislast werkt ook lage en zelfs negatieve prijzen voor de weersafhankelijke stroombronnen in de hand.

Pieklevering: Er wordt alleen elektriciteit geproduceerd als er een tekort is aan wind- en zonneenergie. Wind- en zonneenergie worden daardoor niet vaker negatief van prijs. In tegendeel als voor deze pieklevering er eerst goedkope wind- en zonnestroom kan worden afgenomen. Zoals door de HBr-flowbatterij.

Een HBr-flowbatterij werkt tijdelijk als een elektrolyser. Er ontstaat immers waterstof. Deze moet echter worden opgeslagen. Want de HBr-flowbatterij werkt uiteindelijk als brandstofcel voor de opwekking van elektriciteit. Alleen is daarvoor precies dezelfde hoeveelheid waterstof nodig als die bij de elektrolyse van waterstofbromide is ontstaan. Zie de reactievergelijking. Als de HBr-flowbatterij echter na levering op een waterstofnet tijdens het ontladen van elders weer waterstof kan onttrekken werkt de HBr-flowbatterij echter als een aparte electrolyser en als aparte brandstofcel en dus als een elektriciteitscentrale.

 Het roundtrip rendement voor de opslag van overtollige zonne- of windstroom bedraagt ongeveer 70 %. Elestor berekent voor haar flowbatterij (mét een eigen waterstofopslag en dus zonder koppeling op een waterstofleiding) bij 100 laad- en ontlaadcycli per jaar een kostprijs van € 0,07 per kWh.

 Daarnaast wordt het aantal rendabele laad- en ontlaadcycli (naast het roundtripverlies) bepaald door de variabele kostprijs per cyclus. De kostprijs van de HBr-flowbatterij bestaat vooral uit de investeringskosten terwijl er bij de lithium-ion batterij bij elke laad- en ontladingscyclus slijtage optreedt. Het aantal (rendabele) laadcycli bij de HBr-flowbatterij is dus hoger.

Geen dure eigen waterstofopslag maar koppeling aan het (grijze) waterstofnet.

 De opslag van het waterstofgas is het lastigst en dus het duurst. En het is juist deze duurdere opslag waarin Elestor voor wat betreft kostprijs een belangrijke slag gaat slaan. Er wordt namelijk in Vlissingen een HBr-flowbatterij gebouwd waarbij de waterstoftank wordt vervangen door een veel goedkopere aansluiting op een bestaande waterstofleiding. De kostprijs per kWh zakt volgens Elestor dan naar € 0,05 per kWh. (De kostprijs van opslag in een lithium-ion batterij bedraagt minimaal het dubbele).

Koppeling aan een waterstofleiding gevoed met waterstof dat gelijktijdig geproduceerd wordt middels elektriciteitsverbruik (electrolyse) is uiteraard geen optie.

 Bij mij gingen de alarmbellen af. Groene waterstof is immers vooral een hype. Want ‘alleen geproduceerd met overschot stroom uit zon en wind’. Feit is echter dat electrolysers (anders dan de HBr-flowbatterij) zeer duur zijn én dat vanwege de dus noodzakelijke bedrijfstijd men vrolijk de dan zogenaamd ook 'groene' waterstof zal blijven produceren. Terwijl er dan helemaal geen overschot is aan groene stroom en de kolen- en gascentrales dan dus extra hard moeten draaien. Momenten dat het zelfs veel efficiënter is om die dan zogenaamde groene waterstof rechtstreeks uit aardgas te produceren middels het vertrouwde Steam Methane Reformings proces. Het proces waarmee de chemische industrie bijvoorbeeld voor de productie van kunstmest de voor haar noodzakelijke waterstof al bijna honderd jaar rechtstreeks uit aardgas produceert. Niet alleen omdat dat eenvoudiger is, het energetisch rendement ligt ook nog eens twee keer zo hoog. Steam Methane Reforming heeft namelijk een rendement van 75 %. 

Steam Methane Reforming:  CH4 + 2 H2O (stoom)  -- 750 C -- > CO2 + 4 H2     rendement ca 75 %

 De zogenaamde groene manier van waterstofproductie middels elektrolyse met stroom uit een gascentrale heeft een rendement van slechts 35 %. Namelijk het 50 % rendement (op basis van bovenwaarde aardgasverbranding) van een moderne STEG-gascentrale voor de benodigde elektriciteit maal 70 % rendement van vervolgens de omzetting van elektriciteit tot waterstof. Vervolgens zou deze waterstofproductie in de brandstofcelfase van de HBr-batterij met wederom een omzettingsverlies (van 17 %)  terug omgezet worden in elektriciteit. Er treedt dan liefst een verlies op van 100 - (0,5 x 0,7 x 0,83 x 100) = 71 %. Het kost ook immers bijna vier keer zo veel kJ om de benodigde waterstofmoleculen uit watermoluculen te produceren dan de reactie van Br2 met dezelfde hoeveelheid H2 tot 2 HBr aan kJ opbrengt. Een bussinesscase die het hopelijk zelfs in 'groene'waterstofsubsidieland het niet zal gaan redden. Dit dus als de HBr-flowbatterij gekoppeld wordt aan een 'groen' waterstofnet waarbij de voor de ontlading noodzakelijke waterstof geproduceerd zou worden middels elektrolyse. Kortom, geen bruikbare toepassing.

Het taboe op voorlopig gebruik fossiele brandstof schaadt de energietransitie. Koppel de HBr-flowbatterij op het grijze H2-net.

 Men moet echter afstappen van het taboe om voor een groen proces ook grijze waterstof, en dus voorlopig nog aardgas te gebruiken. De eerste 20 jaar is er tijdens tekorten aan wind- en zonneenergie voor een efficiënte stroomvoorziening nog immers aardgas nodig. En dat wordt alleen maar langer als men technische vooruitgang zoals de aan het grijze waterstofnet gekoppelde HBr-flowbatterij tegenhoudt. Zo zal koppeling aan een grijze waterstofleiding, en dus uitsparing van een dure waterstofopslag, investering in een HBr-flowbatterij een stuk goedkoper en derhalve de opslag van overschot wind- en zonnestroom dus veel sneller mogelijk maken.

Berekening van het rendement van een aan het grijze waterstofnet gekoppelde HBr-flowbatterij (geen 70 maar liefst 83 % rendement).

Elestor - HBr Flow Batteries on Twitter: "@LeonNelen @Vopak_Nederland @PortOfRotterdam In praktijk is de roundtrip efficiency van Elestor’s HBr batterij 70%" / Twitter

 Het roundtriprendement van de HBr-batterij bedraagt 70 %. Mocht het verlies tijdens het laden en ontladen even groot zijn (aanname) dan bedraagt dat rendement r voor zowel de electrolyserfase als de brandstofcelfase :

                             r.r. 100 % = 70 %

                               r² . 100% = 70 %

                               r² = 70/100 

                                rendement r = V- 0,7 = 0,837      dus 83,7 %.  (V- staat voor het wortelteken 😀 )

Tijdens het laden werkt de HBr-flowbatterij als een elektrolyser op groene stroom. Er wordt dan met een rendement van 83,7 % groene waterstof geproduceerd dat aan het waterstofnet wordt geleverd. Dat rendement ligt voor de al relatief goedkope HBr-flowbatterij zeer hoog vergeleken met andere elektrolysers. Beperkende factor is alleen de voorraad HBr. Als er geen HBr meer is kan de reactie 2 HBr --> Br2 + H2 immers niet meer plaats vinden. Dat is echter geen probleem aangezien de HBr-flowbatterij toch alleen (als elektrolyser) kan werken als er een overschot is aan zonne- en of windenergie.

 Na deze opbrengst als groene elektrolyser gaat de HBr-flowbatterij tijdens het ontladen als brandstofcel werken. Daarvoor moet de HBr-flowbatterij echter wel (nagezuiverde) grijze waterstof gebruiken. Grijze waterstof wordt gemaakt door het reformen van aardgas. Het rendement hiervan is 75 %. Vervolgens wordt deze SMR-waterstof in de HBr-flowbatterij in de ontladingsfase met een rendement van 83,7 % omgezet in elektriciteit. Het totale rendement van het aardgas dat eerst gereformd wordt en vervolgens als waterstofgas in de HBr-flowbatterij wordt omgezet in elektriciteit bedraagt   (0,75 x 0,837) x 100% = 62,7 %. Dat is, gerekend met bovenwaarde, 13 % hoger dan wanneer dat zelfde aardgas wordt verbruikt in een STEG-aardgascentrale.

 Mijn redenatie voor de berekening van het werkelijke rendement is als volgt. Met een eigen waterstofopslag bedraagt het rendement van een HBr-flowbatterij 70 %. Met een koppeling op een grijs H2-net wordt tijdens het ontladen een STEG-gascentrale vervangen door een reform-installatie en HBr-batterij. De HBr-batterij die in deze brandstofcelfase een rendement heeft dat 13 % hoger ligt dan bij een STEG-centrale. Derhalve bedraagt het werkelijke rendement van een HBr-flowbatterij gekoppeld aan een grijze reformwaterstofleiding dus 70 % + 13 %  is  83 %.

  Waar is in deze berekening en beredenering het verlies als gevolg van het reformen van aardgas tot waterstofgas gebleven? Het antwoord is vrij simpel. Tijdens het laden van de HBr-flowbatterij wordt het reformen van aardgas tot waterstofgas uitgespaard. Derhalve kan het (25%) reformverlies tijdens het ontladen van de HBr-flowbatterij met de besparing van dezelfde hoeveelheid grijze reformwaterstof tijdens het laden worden weggestreept. 

 Van elke 100 kWh die tijdens het opladen in de HBr-flowbatterij gaan komen er nog steeds 70 kWh uit (rendement HBr-flowbatterij zelf blijft immers 70 %). Maar per benodigde hoeveelheid aardgas voor de benodigde teruglevering van de (dan) grijze waterstof i.p.v het laten draaien van een STEG-gascentrale ligt het aantal geproduceerde kWh hoger (70 i.p.v. 56).

     

                                                     

 De vermelde getallen zijn de berekende energie-equivalenten met de tijdens opladen ingaande wind- en zonnestroom gesteld op 100. Het rendement van de flowbatterij zelf blijft 70 % dus de uitgaande elektriciteit blijft 70. Het rendement in de elektrolyser- en brandstofcelfase is, als aanname, even hoog namelijk 83,7 %. Voor de productie aan SMR-reformings waterstof is 112 equivalent aan aardgas nodig (84 / 0,75 = 112). Als dezelfde hoeveel aardgas in een STEG-gascentrale gebruikt zou worden bedraagt de elektriciteitsopbrengst slechts 56 equivalent (112 x 0,5 = 56). Dankzij de HBr-batterij levert de 112 equivalent aan aardgas echter geen 50 maar 70 equivalent op. Het rendement van het aardgas bedraagt dankzij de HBr-batterij dan dus geen 50 % maar (70/112) x 100 % is 62,5 %. Dat is 13 % hoger. Derhalve bedraagt het werkelijke rendement van de voor de HBr-flowbatterij gebruikte wind- en zonnestroom dus geen 70 maar liefst 83%.

Rendement van de HBr-flowbatterij gekoppeld op een leiding met groene waterstof uit een hoge druk opslag.

 Het rendement van de HBr-flowbatterij met een eigen waterstofopslag bedraagt 70%. Als de eigen waterstofopslag vervangen wordt door een koppeling op een waterstofnet met een hoge druk opslag (bijvoorbeeld bij offshorewindparken om te besparen op een deel van het elektrisch transportnetwerk) neemt het rendement af rechtevenredig met het opslagverlies. Dit verlies kan 10 % bedragen. Hier staat een lagere kostprijs voor de bouw van de HBr-flowbatterij tegenover.

De HBr-flowbatterij koppelen aan het H2-net met import H2 uit een gastanker. De HBr-batterij kan dan zowel met een hoog rendement (84 %) werken als electrolyser en als brandstofcel.

 Volgens berichten zal er in ons land met gastankers groene waterstof worden aangevoerd. De eerste vraag is waar deze groene waterstof het meest efficiënt kan worden benut. Bovenaan de zogenaamde waterstofladder staat vervanging van de huidige grijze waterstof in onze chemische industrie zoals bijvoorbeeld de kunstmestproductie. Hier hoeft echter niets aan te veranderen want dezelfde hoeveelheid waterstof die een HBr-batterij gaat gebruiken zal de HBr-batterij immers ook moeten produceren. (Vanwege de reactie 2HBr <--> Br2 + H2). Wat dan wel moet veranderen is dat bij de komst van de HBr-flowbatterijen tijdens overschotten aan groene stroom de HBr-batterijen waterstof gaan produceren het lossen van waterstof uit de gastanker(s) tijdelijk wordt gesmoord. Om vervolgens tijdens een stroomtekort het opgespaarde waterstof te gaan leveren aan de HBr-flowbatterijen.

 Met een eigen waterstofopslag kan de HBr-flowbatterij met haar hoog rendement niet continu werken als electrolyser (rendement 84%) of als brandstofcel (rendement 84%). Want zonder (re)genereren raakt immers een keer de HBr c.q. Br2 op. Door een koppeling op een waterstofleiding gekoppeld aan een tanker met import waterstof kan de HBr-flowbatterij wél als afzonderlijke hoogrendements elektrolyser en hoogrendements brandstofcel gaan functioneren. De beperkende factor is dan alleen de hoeveelheid zonne- en windenergie. En dat is nu net precies waarvoor een batterij voor bedoeld is.

 Dus dankzij het koppelen van een HBr-flowbatterij aan een leiding met door gastankers geïmporteerde waterstof

1. werkt de HBr-flowbatterij bij een stroomoverschot als een electrolyser met een rendement van 84 %

2. terwijl deze tevens tijdens een stroomtekort kan werken als een zeer goedkope brandstofcel met ook een rendement van 84 %.

 Behalve dat de HBr-flowbatterij als hoogrendementsbrandstofcel tijdens stroomoverschotten persé als hoogrendementselectrolyser moet werken (anders raakt de Br2 op) en er dus persé dezelfde hoeveelheid waterstof terug in het waterstofnet moet pompen, blijkt de HBr-flowbatterij voor de levering van elektricteit ook nog eens efficiënter te werken dan wanneer de import H2 rechtstreeks grijze waterstof zou vervangen:

100 MWh H2  maal 84 % rendement levert 84 MWh elektriciteit.

Voor de 100 MWh H2  dat nu niet voor vervanging van grijze H2 gebruikt wordt, wordt nu 100 / 75 % rendement reforming = 133 MWh aardgas verbruikt.

Als die 133 MWh aardgas verbruikt zou worden voor de productie van elektricteit zou er slechts 133 maal 50 % rendement  is  67 MWh elektriciteit geproduceerd worden.

 De HBr-flowbatterij wordt met een koppeling op een waterstofnet niet alleen een stuk goedkoper maar gaat dan ook functioneren als een aparte electrolyser en een aparte brandstofcel met voor beiden het zeer hoge rendement van 84 %. Uiteraard moet in de brandstofcelfase exact dezelfde hoeveelheid waterstof teruggeleverd worden. Dat voor die waterstof voorlopig het fossiele aardgas gebruikt moet worden voor reforming mag geen principieel bezwaar zijn. Je verkrijgt daardoor immers, behalve een goedkope electrolyser, ondanks het 25 % reformverlies ook een omzetting van aardgas naar elektriciteit dat maar liefst 13 % hoger ligt dan de huidige meest efficiënte STEG-centrale. Dat bovendien met 84 % rendement ook de meest efficiënte toepassing zal worden van waterstof dat in de toekomst met gastankers geïmporteerd zal gaan worden.

Leon Nelen.